站场试压投产方案
海三站扩建联合站工程油系统吹扫、试压、投产方案编制人：审核人：批准人：胜利油建七分公司2011年10月9日目录1编制依据 (3)2工程概况 (3)3站场工艺管线吹扫、试压、试运 (3)4、施工组织 (7)5、安全措施 (8)6、附表 (9)1、编制依据《石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范》《海三站扩建联合站工程施工图纸》2、工程概况海三站扩建联合站工程部分主要工艺流程：2.1、原油生产流程EDC平台来油中心平台来油→进站阀组→游离水脱除器→原油加热炉→一次沉降罐→原油缓冲罐→海五站来油→原油外输泵→计量外输→海四站试压采用洁净水试压，强度试验压力为2.4MPa,稳压4小时，严密性试验压力1.6MPa,稳压24小时；3、站场工艺管线吹扫、试压3.1、吹扫、试压具备的条件3.1.1、除了不能参加试压的设备、阀门以外，所有站内的工艺管道必需安装完毕；3.1.2、检查管线工艺流程是否连接正确；3.1.3、无损检测完成并检测合格。
3.1.4、试压用的压力表符合规范要求。
3.2场站工艺安装吹扫3.2.1工艺安装的控制● 工艺管道吹扫时采用分段吹扫。
● 各段吹扫时应利用流程中的阀门控制。
3.2.2管道分段吹扫● 工艺管道吹扫的目的是清扫管内的杂物，排除管道的隐患和缺陷，取得较大的安全度，保证管道的运行安全。
● 根据工艺流程图确定各段管线的吹扫走向并保证管道内无杂物。
● 空压机的配置：施工中采用一台空气压缩机。
● 清扫分段：管道清扫在试压前完成。
用压缩空气对管道进行吹扫，进气点设在进站阀组放空管线截止阀（DN15），原油外输计量阀组为末端，采用青稞纸进行徘气清洁度检查，用空压车对整个站场通入压缩空气，压力保持在0.6MPa状态下进行吹扫。
3.2.3吹扫、清管分段流程如下：开启工艺流程阀门，压缩空气把管道内杂质通过原油计量阀组旁通管线排出；3.2.4 清扫施工方案■施工现场准备吹扫前，检查工艺管线阀门开关情况。
■检查压风机及接管是否接好。
■启动压风机、进行吹扫关闭所有设备及工艺管道阀门只留进气孔，启动压风机，向管内充气，当压力达到0.6MPa 时逐个开启阀门输出气体进行吹扫，合格后停下压风机，关闭阀门。
重复进行下段吹扫。
●管道分段吹扫合格后，可进行分段试压前准备。
●质量标准、检查方法、记录与结果确认3.2.5质量标准吹扫质量符合设计要求和规范标准要求。
■检查方法吹扫出口无杂物排出及排出空气目测为无色、透明，管内存留的泥土、水、氧化铁屑杂物排除干净，则认为吹扫合格，否则重新吹扫，直到合格为止。
■记录与结果确认吹扫完毕，现场监理确认吹扫合格，技术员填写清扫记录并清监理签字。
●安全与环保措施吹扫前，在清管段末端用开挖排污池。
清管排出的污物必须排入排污池，不得任意排放或推向下一段清管。
清扫必须符合HSE管理程序。
3.4管线试压3.4.1站内工艺管道试压措施根据现场实际情况，本站工艺管道采用洁净水进行强度和严密性试压，试验的关键是保证管道内压力的稳定和试压过程中避免管道遭受撞击和震动，在试压时必须采取有效措施，严格按照规范要求进行。
●试压准备■试压用泵车一辆，试压管线10m范围内在升压过程中为试压禁区，管段试压前先画出防护带，并用小旗标明，设专人把守，非试压人员不得进入。
试压前应对试压所用管件、阀门、仪表等进行检查和校验，有关设备必须齐全且处于良好的工作状态。
试压管段在首末端安装压力表，放空阀（DN15），压力表精度不小于0.5级，量程为试压压力的1.5~2倍，表盘直径不小于100mm，最小刻度能显示0.05MPa。
■试压用水试压用水：采用2000m3消防水罐内清水进行试压。
试压流程图如下：●工艺管线试压■工艺管线分段试压的压力值、稳压时间及允许压降必须符合下表规定：■试验按以下程序进行，并做好试压记录。
试压时压力应缓慢上升，压力升至强度试验压力0.5倍时，进行稳压检查，无异常现象，在按强度试验压力的10%逐级升压，每级应进行稳压并检查合格，直至升至强度压力，经检验合格后再降至设计压力进行严密性实验，经检查无渗漏为合格。
■稳压时间在管道两端压力平衡后开始计算。
■试压的同时，进行下一次试压段首末端压力表，控制阀的安装。
管道试压合格后，进行下一段试压，焊口经检验合格后，不再进行试压。
管段分段应邀请建设单位派人参加并进行监督，试压完毕后双方在试压记录上签字。
●试压检查方法、记录与结果确认■检查方法■试压巡检人员检查工艺管道有无渗漏，检漏时应对所有的阀门、管件及焊口逐个目测检查无渗漏为合格。
试压泵车堆放点和试压管道10m范围内为试压禁区，设专人把守，禁止非试压人员进入，试压巡检人员与管线保持4m 的距离。
■试压使用压力表进行压降观测，压力表安置位置应在管线的一侧以便于观察。
试压用的压力表必须经过校验，并在有效期内使用，压力表的精度不低于0.5级，量程为0~16MPa，表盘直径为150mm，最小刻度为每格读数为0.05MPa。
■记录结果与确认管道沿线检查无异常情况，且压降在允许范围之内，经监理确认合格后，技术人员填写试压记录并清监理签字。
●安全与环保措施发现漏点后，管道泄压完方可进行修补，切不可带压补漏，管段试压符合HSE管理程序。
●劳动组织现场成立项目经理任组长，施工机组长等任组员的清管试压小组，负责整个试压工作。
3.5试压合格后排水试压合格后开启末端放空阀进行排水，排水时注意排水周围不得站人；3.6吹扫、试压一般规定3.6.1试压场地要求平整并设置明确的安全通道，试压区域范围用隔离网封闭，按照要求设置警示标志。
3.6.2夜间进行作业时，作业现场设置充足的照明设施和值班棚。
3.6.3参加吹扫和试压的员工在施工现场作业时统一穿戴劳动保护用品，佩带胸卡。
3.6.4监测试验压力的人员应熟悉、了解试压方案和规范的要求；压力试验开始前通知所有人员处于高度戒备状态。
3.6.5升压时封头对面及法兰连接处的侧面不准站人，发现渗漏时应停止升压，将距泄漏处两侧最近的控制阀门关闭，泄掉渗处的压力后进行修补。
3.6.6渗漏处理完成后由试压质量检查员、技术负责人、监理及技术监督部门检查确认后，重新进行升压，并详细记录处理的时间及处理事项。
3.6.7参加吹扫和试压的所有人员必须听从指挥，统一步调，并进行专业分工，做到各负其责。
3.6.8在试压过程中严紧敲击任何受压管道。
3.6.9所有管材，管件，接头符合试压要求，连接泵车和试压头的管材使用适合试压等级的钢管。
3.6.10压力试验区域50米内（即，试验掩蔽处，管汇，泵车，仪表等）（根据实际情况）只限参与试压的工作人员进入，并标明“警告——管道在进行试验标志”。
3.6.11试压段周围，与试压作业没有直接关系的作业须停止。
在试压段进行试压加压时，所有不需要直接参与试压操作人员的行动要加以限制，尽可能不要进入试压作业区。
3.6.12在试压作业期间提供和维护可靠的通讯系统，以便所有参与试压的工作人员能够相互通报在试压期间的试压状态和出现的问题。
在所有的试压现场备有当地医疗和应急反应机构的电话号码。
3.7投产3.7.1投产前的准备工作：1、油系统施工完工后，首先组织施工单位、海洋采油厂有关科室及集输大队有关人员对施工质量、工程完成情况进行全面的检查和验收，并同时对相关管线、设备进行试压；2、由海三联与施工单位结合，对施工后管线流程的走向、作用进行标识，对设备进行编号；3、由大队调度负责与厂科室联系原油进站调配工作，确保投产期间的正常运行；4、由施工单位及设计院对海三联岗位人员进行有关设备的操作培训，并移交相关资料；5、由施工单位、海三联负责对相关流程阀门、设备进行保养，确保灵活好用；3.7.2投产布骤说明（1）进站来液温度约为40～50℃，先进4台Ф4000×20108游离水脱除器脱除游离水，沉降时间约为33min，低含水原油（含水≤40%）进入加热炉加温到70℃，然后进3座加高5000m3原油一次沉降罐，沉降分水时间约为16.49h，沉降后原油（含水≤10%）溢流进1座5000m3原油缓冲罐，处理后低含水原油经外输泵增压、计量外输至海四站。
（2）海上EDC公司来油2000m3/d（含水≤10%）进海三站后，经交接计量后直接进5000m3原油缓冲罐与海三站处理后的低含水原油（含水≤10%）混合，然后经外输泵增压、计量外输至海四站。
注：外输泵增压计量阀组未改造，流程只能运行至计量阀组。
4、施工组织4.1组织机构4.2职责4.2.1项目经理职责● 项目经理是试压投产工作第一责任人，对试压投产工作负全面责任； ● 负责组织试压投产方案的编制及实施运行；● 主持召开试压投产前的安全会，协调解决试压投产中存在的问题； ● 加强员工安全教育；● 组织事故的调查、分析和处理，并及时上报。
4.2.2项目技术员职责● 协助项目经理编制试压投产方案及落实。
● 负责试压投产方案全过程的实施运行。
● 负责检查指导试压投产的实施，及时解决试压投产过程中存在的问题。
● 协助经理对突发事件现场抢险指挥。
4.2.3施工机组长职责● 保证试压投产方案中的各项要求的贯彻执行； ● 负责组织对员工的各项安全要求教育，提高安全意识； ●及时解决试压投产过程有关问题；● 进行试压投产前的检查，及时制止违章行为，严格落实安全规范；● 发生事故立即上报，组织抢救、保护现场，参加事故调查、分析，落实防范措施。
● 做好有关试压投产防护设施、防护用品的检查工作，使其经常处于完好状态； 4.2.4 HSE 负责人●全面负责试压投产过程的安全生产工作，对试压投产的全过程进行HSE 监督； 4.2.4员工职责● 严格遵守自己的安全承诺，严格遵守各项试压要求及本岗位操作规程，不违章作业 ● 试压投产前按规定着装，妥善保管、正确使用各种安全防护器具器材；管 工 四 人其它 十 人焊工 二 人●正确分析、判断和处理各种事故苗头，把事故消灭在萌芽状态；●发生事故，要果断正确处理，及时向上级报告，并保护现场。
5安全措施5.1安全措施5.1.1项目部应保证在安全的环境下进行试压投产作业，提高施工现场的安全性；开展安全意识教育、培训。
5.1.2员工进入试压投产区必须戴统一发放的合格安全帽。
5.1.3强度试压阶段应安排在夜间进行.5.1.4试压设备如:压力表、阀门等材料须经符合设计要求。
5.1.5严禁试压段周围，与试压作业没有直接关系的作业须停止。
在试压段进行试压加压时，所有不需要直接参与试压操作人员的行动要加以限制，尽可能不要进入试压作业区。
5.1.6试压区域设置醒目警戒线，严防无关人员进入施工现场；6附表材料消耗一览表试压施工危险和环境因素清单项目：站内工艺工程HSE-表-09说明：S--危险因素E--环境因素11。
稠油站试运投产方案
稠油站试运投产方案一、项目背景稠油站作为我国石油开采的重要设施，承担着稠油资源的开采任务。
随着我国能源需求的不断增长，稠油站的建设和投产具有重要意义。
本项目旨在确保稠油站顺利试运投产，提高稠油开采效率，降低生产成本，为我国能源事业贡献力量。
二、项目目标1.确保稠油站顺利试运投产，实现预期产量。
2.提高稠油站管理水平，降低生产成本。
3.保障稠油站生产安全，减少环境污染。
三、项目实施步骤1.准备阶段（1）成立项目组，明确各成员职责。
（2）收集稠油站相关资料，包括地质、工艺、设备、人员等。
（3）编制试运投产方案，明确试运投产流程、时间节点、人员分工等。
2.实施阶段（1）设备调试①检查设备完整性，确保设备无损坏、无遗漏。
②对设备进行单体调试，确保设备性能良好。
③进行联合调试，确保设备之间协同工作正常。
（2）人员培训①组织人员进行稠油开采技术培训，提高操作水平。
②进行安全培训，提高人员安全意识。
③开展应急预案演练，提高应对突发事件的能力。
（3）试运行①按照试运投产方案，逐步开展试运行工作。
②记录试运行数据，分析运行情况，及时调整参数。
③对试运行中出现的问题，及时进行整改。
3.投产阶段（1）正式投产①完成试运行整改，确保设备、人员、安全等各方面达到投产条件。
②按照试运投产方案，正式开展生产工作。
③加强生产管理，确保生产稳定、安全。
（2）产量提升①分析生产数据，找出产量提升的关键因素。
②优化生产工艺，提高开采效率。
③加强设备维护，确保设备正常运行。
四、项目风险及应对措施1.设备故障应对措施：加强设备维护，定期检查设备，确保设备性能良好。
2.人员操作失误应对措施：加强人员培训，提高操作水平，制定操作规程。
3.安全事故应对措施：加强安全管理，制定应急预案，定期进行应急演练。
4.环境污染应对措施：加强环保设施建设，确保污染物达标排放。
本项目从筹备到投产，历经多个阶段，通过全体人员的共同努力，取得了显著成果。
在项目实施过程中，我们积累了丰富的经验，提高了稠油站管理水平，为我国能源事业做出了贡献。
某燃气公司门站投产试运行方案
XXX燃气有限公司XXX门站试运投产方案XXX燃气有限公司二〇一四年三月XXX燃气有限公司XXX门站试运投产方案编制：审核：批准：XXX燃气有限公司二〇一四年三月一、编制说明1.1编制目的为安全、平稳、有序地实施XXX燃气有限公司试运投产，对试运投产过程中的组织机构、人员安排、物资准备、实施步骤、HSE管理及应急预案等进行科学、合理、细致的计划，确保各个环节安全平稳有序地进行，特编写本方案。
本方案阐述了XXX门站的调压、干燥、加臭、仪表、自动化、消防、等系统调试运行、天然气置换过程的工作内容和操作步骤，制定了详细的HSE管理措施和投产应急预案。
1.2编制依据1.2.1《XXX燃气有限公司试运投产管理办法》1.2.2《XXX市天然气利用工程初步设计》1.2.3 SY6186-2007 《石油天然气管道安全规程》1.2.4 GB50540-2009 《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》1.2.5 GB50183-1993《原油和天然气工程设计防火规范》1.2.6 GB50251-2003《输气管道工程设计规范》1.2.8 GB50235-97《工业金属管道工程施工及验收规范》1.2.9 GB50028-2006《城镇燃气设计规范》1.2.11 SY/T5922-2003《天然气管道运行规范》1.2.12 AQ2012-2007《石油天然气安全规程》1.2.13 CJJ33-2005《城镇燃气输配工程施工及验收规范》1.2.14CJJ51-2006《城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程》1.2.15 CJJ94-2009《城镇燃气室内工程施工与质量验收规范》1.2.16 QSY1478-2012《城镇燃气输配工程投产试运行方案编制规范》二、工程概况2.1工程概况近期气源接自XXX“输气管线—XXX支线工程”XXX分输站，XXX 分输站向本工程供气的接口管径为DN300，自XXX分输站围墙外2m 处接气，设计压力为4.0MPa，运行压力为3.6MPa，正常出站温度是22℃，最低17.9℃，最高29.9℃。
稠油站试运投产方案
***集中处理站试运投产方案编制：审核：批准：稠油站投产运行小组2010年11月19日目录一、工程概况 (3)1.1原油物性 (3)1.2设计参数 (3)1.3油气集输设备 (3)1.4 消防 (4)1.5电气部分 (4)1.6 自控部分 (4)1.7站外系统 (4)1.8集贤站交接部分 (5)1.9热工部分 (5)二、编制依据 (5)三、试运投产组织机构 (6)1、中心成立超稠油集中处理站投产运行办公室 (6)2、试运现场分工: (6)四、工艺流程 (7)4.1原油生产流程 (7)4.2 污水流程 (8)4.3燃料油流程 (8)4.4站内循环流程 (8)五、试运投产准备及条件 (8)（一）试运投产前的检查 (8)1、油和污水系统检查 (8)2、热力系统 (9)3、电力系统 (9)4、消防系统 (9)（二）试运前的准备工作 (9)（三）试运投产条件 (10)六、单机试运方案 (10)（一）管线试压、冲洗、吹扫 (10)1、管线试验压力： (11)2、管线吹扫 (11)3、检查封闭工艺流程 (11)（二）单机试运转 (11)（三）加热炉试压 (12)（四）锅炉 (13)（五）外输泵、提升泵、倒罐泵、底水泵及消防泵的调试 (13)（六）加热炉、锅炉烘炉 (13)（七）仪器、仪表系统调试 (14)七、中间验收及交接 (15)（一）中间验收 (15)（二）中间交接 (15)八、试运投产方案 (16)（一）系统试运 (16)1、稠油集中处理站送电运行 (16)2、水源井及给排水系统供水 (17)4、安全保障设施试运 (17)5、热力系统试运 (18)6、原油工艺系统试运。
(19)（二）整体试运 (20)1、站内循环提温到50℃。
(20)2、站内倒罐循环 (20)3、站外管网循环 (21)4、2#大罐升温到80℃ (21)5、站内高温倒罐循环 (21)6、站外管网高温预热 (21)（三）投产进油 (21)1、排掉多余清水 (21)2、投稀油 (21)3、进稠油 (23)（四）正常生产阶段 (24)九、试运投产交工验收 (24)十、HSE管理和保障措施 (25)1、动火安全管理体系 (25)2、安全措施 (25)3、保障措施 (25)4、事故预想及应急措施 (25)1) 泵房工艺管线泄漏应急处理 (25)2）泵房火灾应急处理 (26)3）配电室及电气线路着火应急处理 (26)一、工程概况新建*****站位于**村西北侧，距离已建集贤站一公里，站场用地75.9亩，原油脱水采用掺稀油升温降粘工艺，设计规模50×104t/a，其中稠油20×104t/a，掺稀油30×104t/a。
站库投产一般常识及站库投产方案的编制
站库投产一般常识及站库投产方案的编制前言油田内集输油系统试运投产一般分为两个阶段：一是站库试运，主要包括站内系统管道的试压和各类设备的单机试运和整体试运；二是系统联合试运，包括管道清扫，井站间管线试压、管道预热和投油四个步骤。
泵站和油库的投产。
首先是试运，在试运合格的基础上进行投产。
试运时一般要做到“六试”：油罐试水、站内管线清扫和试压、设备试运转、站内试流程、供电试负荷、电信试通话。
通过试运要求达到“六通”：油气通、水通、风通、电信通、自控系统通。
对管线和设备设强制电流阴极保护时，还要对该保护系统进行试运。
一、方案编写涉及的主要内容1、站库概况2、前期准备工作3、投产组织机构及职责4、投产时间安排5、投产步骤6、相关问题的预案7、安全措施和安全注意事项8、其它要求9、附流程操作示意图二、站库投产一般常识及投产方案的具体内容编写要求1、站库概况编写站库概况时应考虑以下内容：站库所处地理位置；主要功能；设计处理能力；主要设备情况；主要工艺流程；站库工程施工情况等。
2、前期准备工作前期准备工作包括的内容⑴、单体试运①站内管线吹扫试压站内管线安装完毕后，应按规定进行强度、严密性等试验，以检查管道系统各连接部位的工程质量。
管道系统强度与严密性试验，必须按施工图设计要求进行，一般采用液压（洁净水）进行。
如因设计结构或其它原因，液压强度试验确有困难，可用气压试验代替，但必须采取有效的安全措施。
严密性试验一般在强度试压合格后进行。
站内管道系统强度试验合格后或气压严密性试验前，应分段进行吹扫与清洗。
吹洗方法应根据对管道的使用要求，工作介质及管道内表面赃污程度确定。
吹洗的顺序一般应按主管、支管、疏排管依次进行。
吹洗前应将系统内的仪表加以保护，并将孔板、喷嘴、滤网、节流阀及止回阀阀芯等拆除，妥善保管，待吹洗后复位，不允许吹洗的设备和管道与吹洗系统隔离。
吹洗时，管道的赃物不得进入设备，设备吹出的赃物一般也不得进入管道。
场站阀门试压方案
场站阀门试压方案1. 背景在石油、化工等行业中，阀门扮演着重要的角色，用于控制介质的流动。
阀门在投入使用前需要进行试压，以保证其密封性和安全性。
本文档旨在提供场站阀门试压方案，以帮助工作人员正确、高效地进行试压操作。
2. 试压设备场站阀门试压需要使用一些特定的设备，包括： - 试压泵：用于提供试压介质（通常使用水）的泵，常见的类型有手动泵和自动泵。
- 压力表：用于测量试压时介质的压力，应选择精确可靠的表具。
- 管道连接件：用于将试压泵和阀门连接起来，确保介质流动畅通。
3. 试压流程场站阀门试压的流程一般包括以下几个步骤：3.1 确认试压介质和压力要求在开始试压之前，需要确认试压介质（通常使用水）和试压所需的压力要求。
根据不同的阀门类型和尺寸，试压压力要求可能有所不同，应严格按照相关标准进行操作。
3.2 准备试压设备根据试压介质和压力要求，准备相应的试压设备。
确保试压泵工作正常，压力表校准准确。
3.3 检查阀门在试压之前，应仔细检查待试压的阀门，确保其处于正常状态。
特别注意检查阀门密封面是否完好，如有损坏应及时更换。
3.4 连接试压设备将试压泵和阀门用管道连接，确保连接牢固、密封可靠。
连接时应注意避免漏气漏水情况的发生。
3.5 充水和排气在试压之前，需要先充满水，并确保管道内无气泡。
打开试压泵，逐渐充水，并通过排气阀将空气排出管道。
直到管道内无气体冒出，即可关闭排气阀。
3.6 进行试压根据压力要求，控制试压泵的工作，逐渐提高试压压力。
同时，时刻注意观察压力表指示，确保试压压力不超过设定值。
3.7 保压和泄压在达到试压压力后，应保持一定时间，通常为5分钟以上，以检查阀门的密封性。
保压期间，应注意观察压力表，确保压力稳定。
保压时间结束后，逐渐泄减压力，关闭试压泵。
3.8 检查和记录试压结束后，应检查阀门及连接管道是否有漏水、漏气现象。
记录试压的压力数值和试压结果，并及时处理异常情况。
4. 注意事项在进行场站阀门试压时，需要注意以下事项：•严格按照压力要求进行试压，不得超过设定值。
燃气公司试运行投产方案
燃气公司试运行投产方案第一篇：燃气公司试运行投产方案燃气公司试运行投产方案1投产范围及条件1.1 投产范围—线路部分 1.2 投产范围—站场部分 1.3 投产条件 2编制依据和原则 2.1 编制依据 2.2 编制原则 3工程概况 3.1工程概况 3.2线路概况3.3 站场工艺流程及功能设置4、投产组织机构及职责范围 4.1组织机构网络图 4.2人员组成及职责5、实施计划6、投产试运前准备与检查 6.1 站场及线路6.2 上游气源供气及下游管线接收条件 6.3 其他条件6.4投产所需的主要物资 6.5运营人员进站培训 6.6投产前厂家保驾7、置换7.1注氮置换的目的 7.2 注氮要求 7.3置换的方式7.4氮气置换和检测示意图 7.6置换程序 7.7氮气置换 7.8氮气头的检测 7.9 氮气置换操作 7.10天然气置换8管线升压期间的检漏措施9、投产运行 10 投产HSE措施 10.1对组织及人员的要求 10.2对站场及设备的要求 10.3对操作的要求 10.4对车辆、消防的要求 10.5投产期间的风险分析及控制10.6置换空气、天然气注意事项10.7注氮的安全要求 11应急处理预案 11.1一般故障及处理 11.2管线小型漏气 11.3站场及线路泄漏气预案 11.4站场及线路防爆预案11.5天然气中毒的预防措施及急救措施11.6爆管事故预案11.7站场防火预案附件一注氮参数记录表附件二进气参数记录表附件三气头到达时间记录表附件四管道储气升压记录表附件五气头监测记录表附件六：通讯联系表附录七：投产外部应急通讯录附件八：管道投产前检查内容表1投产范围及条件1.1 投产范围—线路部分城南片区10公里中压管线，设计压力为：；材质为；其中DN350—5000，DN200—3000，DN110—6000，DN90—3000.1.2 投产范围—站场部分五里亭LNG气化站一座；其中150立方米储罐2座；设计流量为立方米/h.1.3 投产条件城南片区管网已通过柳州市技术监督局监检合格。
变电站工程投产试运方案
35kV输变电工程投运方案2010年03月12日发布2009年03月17日实施云南省公司发布前言本投运方案是根据35kV输变电工程全部设备投运为编制原则,为确保输变电工程的安全、顺利投运,并保证整个电网的安全、稳定运行,特编制本方案;本投运方案待调度方案批准后执行,具体投运程序作相应调整;本投运方案由云南省建设公司调试所提出本投运方案由云南省建设公司调试所总工室归口编制人员：审核：批准：本措施首次发布日期：2010-3-12本措施由云南省建设公司调试所负责解释目录一、投运范围二、投运设备三、投运条件四、投运的组织与分工五、投运安全措施六、投产运行前准备工作七、投产试运行步骤附：技术交底签证表一、投运范围1、一次设备135kV1号主变及其两侧间隔、235kV2号主变及其两侧间隔；335kVⅠ、Ⅱ段母线及母线设备；35kV母线分段312间隔；35kV箐小线362间隔及线路TV间隔35kV2号站用变、35kV森隆公司线361间隔、35kV桃小线363间隔含线路TV、35kV备用线364间隔、35kV备用线365间隔；410kVⅠ、Ⅱ段母线及母线设备；10kV母线分段012间隔；10kV中营线063间隔、10kV龙汛线065间隔、10kV广丰煤矿线067间隔、10kV小龙洞线062间隔、10kV小米地线064间隔、10kV宁边线066间隔、10kV1号站用变;2、二次设备1、1号主变保护、2号主变保护;2、35kV部分：线路保护3套、备投装置1套、35kVPT并列装置1套;3、10kV部分：线路保护6套、备投装置1套、10kVPT并列装置1套;4、公用部分：公用测控装置1套、小电流接地1套;5、电气监控系统、五防系统;6、电气测量系统、计量系统;二、投运设备一、隔离开关35kV森隆公司线361断路器间隔母线侧隔离开关3611 35kV森隆公司线361断路器间隔线路侧隔离开关3616 35kV桃小线363断路器间隔母线侧隔离开关363135kV桃小线363断路器间隔线路侧隔离开关363635kV箐小线362断路器间隔母线侧隔离开关362235kV箐小线362断路器间隔线路侧隔离开关362635kV箐小线TV隔离开关362935kV备用线364断路器间隔母线侧隔离开关364235kV备用线364断路器间隔线路侧隔离开关364635kV备用线365断路器间隔母线侧隔离开关365135kV备用线365断路器间隔线路侧隔离开关365635kV母线分段312断路器间隔I母侧隔离开关312135kV母线分段312断路器间隔II母侧隔离开关312235kVI段母线TV隔离开关390135kVII段母线TV隔离开关390235kV 1号主变进线301断路器间隔母线侧隔离开关3011 35kV 1号主变进线301断路器间隔主变侧隔离开关3013 35kV 1号主变35kV进线隔离开关301610kV 1号主变001断路器间隔母线侧隔离开关001110kV 1号主变001断路器间隔主变侧隔离开关001635kV 2号主变进线302断路器间隔母线侧隔离开关3022 35kV 2号主变进线302断路器间隔主变侧隔离开关3024 35kV 2号主变35kV进线隔离开关302610kV 2号主变002断路器间隔母线侧隔离开关002210kV 2号主变001断路器间隔主变侧隔离开关002610kV I段母线TV隔离开关090110kV II段母线TV隔离开关090210kV 分段012断路器间隔I母侧隔离开关012110kV 分段012断路器间隔II母侧隔离开关012210kV 1号站用变间隔隔离开关061110kV中营线063断路器间隔母线侧隔离开关063110kV中营线063断路器间隔线路侧隔离开关063310kV中营线线路侧隔离开关063610kV龙汛线065断路器间隔母线侧隔离开关065110kV龙汛线065断路器间隔线路侧隔离开关065310kV龙汛线线路侧隔离开关065610kV广丰煤矿线067断路器间隔母线侧隔离开关0671 10kV广丰煤矿线067断路器间隔线路侧隔离开关0673 10kV广丰煤矿线线路侧隔离开关067610kV小龙洞线062断路器间隔母线侧隔离开关062210kV小龙洞线062断路器间隔线路侧隔离开关062410kV小龙洞线线路侧隔离开关062610kV小米地线064断路器间隔母线侧隔离开关064210kV小米地线064断路器间隔线路侧隔离开关064410kV小米地线线路侧隔离开关064610kV宁边线066断路器间隔母线侧隔离开关066210kV宁边线066断路器间隔线路侧隔离开关066410kV宁边线线路侧隔离开关0666二、接地开关35kV森隆公司线361断路器间隔线路侧接地开关36167 35kV桃小线363断路器间隔线路侧接地开关3636710kV I段母线TV接地开关0901710kV II段母线TV接地开关0902710kV中营线063断路器间隔线路侧接地开关0633710kV龙汛线065断路器间隔线路侧接地开关0653710kV广丰煤矿线067断路器间隔线路侧接地开关06737 10kV小龙洞线062断路器间隔线路侧接地开关0624710kV小米地线064间隔断路器间隔线路侧接地开关06447 10kV宁边线066间隔断路器间隔线路侧接地开关06647 三、断路器35kV森隆公司线361断路器35kV桃小线363断路器35kV备用线365断路器35kV箐小线362断路器35kV备用线364断路器35kV母线分段312断路器1号主变35kV侧301断路器2号主变35kV侧302断路器1号主变10kV侧001断路器2号主变10kV侧002断路器10kV 母线分段012断路器10kV中营线路063断路器10kV龙汛线路065断路器10kV广丰煤矿线路067断路器10kV小龙洞线路062断路器10kV小米地线路064断路器10kV宁边线路066断路器三、投运条件1、土建、安装工作结束;2、现场平整、无杂物、道路通畅照明光线充足;3、带电设备清扫整洁,各设备编号完整;4、设计图纸、厂家资料齐全;5、厂家试验数据、设备质量均符合国家有关规定;6、有关设备高压试验完毕,二次设备、装置经调试完毕,记录齐全,试验数据符合规程规定;7、相关保护设备经调试合格,整定值与地调下达的定值相同,能正常投入运行;8、反措中明文规定的有关部分已实施;9、本作业指导书已经通过审查并批准;10、本期工程经启委会验收合格;四、投运的组织与分工投运负责人：联系：现场座机：变电所一次设备操作人：一次设备操作监护人：二次设备操作人：二次设备操作监护人：备注：1、变电所投运要有调度人员、建设单位人员、运行单位人员、设备厂家代表、云南公司变电专业分公司、云调试所的人员参加,由云调试所组织实施,运行单位人员要负责投产后的运行生产工作;2、带电过程中与调度的联系由试验负责人负责;3、带电过程中操作命令由试验负责人下达;4、带电过程中,二次设备操作由公司调试所继电保护人员负责操作;5、带电过程中,一次设备操作由公司变电专业分公司电气人员负责操作,公司调试所调试人员负责监护;6、带电过程中操作由专人负责,并严格遵守复述命令制度;7、带电过程中,一次设备的巡视、监听和监视由浩鑫公司变电专业分公司电气安装人员负责;五、投运安全措施1、检查接线正确,绝缘合格;2、设备外壳可靠接地;3、各工作人员应负责各自所涉及工作中的安全方案;4、试验过程中,所有相关设备应有专人负责监视、监听,试验过程中有异现象应立即报告试验负责人,情况紧急时,当事人可根据具体情况按安全规程的有关规定作紧急处理,结束后应立即报告试验负责人;5、在投运设备四周应有醒目的带电标识及警告牌;6、所有二次电流回路无开路,中性点已可靠接地,二次电压回路无短路;7、按照国家有关规定,布置消防设施;8、按电力建设安全工作规程的有关规定采取安全方案;六、投产运行前准备工作1、检查与本次投运相关联的所有临时安全措施已全部拆除;2、检查确定所要投运的断路器、隔离开关和及接地开关在断开位置;3、检查本次投运新安装的设备按要求可靠接地;4、检查本次投运所有充油设备油位正常,充气设备气体压力正常;5、检查本次投运二次设备正常,端子排接线端子紧固牢靠;6、检查二次设备保险无缺漏和熔断;7、检查二次设备电流回路无开路、电压回路无短路;8、检查全部继电保护装置已按定值通知单整定完毕用装置定值打印单进行核对,并存档、与调度核对无误记录核对时间及核对调度员姓名;9、检查站内通讯正常;10、检查站内消防设施齐备;11、所有人员已按投产试运行安措要求到位;12、检查35kV I、II段母线、线路电压二次空开在断开位置;13、检查10kV I、II段母线电压二次空开在断开位置;七、投产试运行步骤提前与调度核对所有保护定值,并打印定值清单存档;现场投产负责人汇报调度：启委会验收合格,同意投产;根据调度指令将1主变调到给定档位：1主变高压侧档位：档；将2主变调到给定档位：2主变高压侧档位：档投运程序1、35kV箐小线线路带电1、由浩鑫公司试验人员分别在110kV箐门变及35kV小龙洞变对35kV箐小线线路进行核相;2、核相正确后,向调度申请将110kV箐门变35kV箐小线333断路器由冷备用转为热备用;3、由调度安排合分35kV箐小线333断路器对35kV箐小线线路进行3次冲击带电;2、35kV箐小线362断路器间隔带2号站用变、35kV母线分段312断路器间隔及35kV Ⅰ、Ⅱ段母线带电1、向调度申请将35kV箐小线362断路器由冷备用转为热备用;2、由调度安排对侧对35kV箐小线带电;期间小龙洞变侧检查线路TV 二次电压应正确;3、向调度申请合分35kV箐小线362断路器对35kVII段母线进行3次冲击带电;其中第一次冲击不带母线TV,第二、三次冲击带母线TV;4、由浩鑫公司试验人员检查35kVII段母线TV二次电压应正确;5、向调度申请将35kV分段312断路器由冷备用转为热备用;6、向调度申请合分35kV分段312断路器对35kVI段母线进行3次冲击带电;其中第一次冲击不带母线TV,第二、三次冲击带母线TV;7、由浩鑫公司试验人员检查35kVI段母线TV二次电压应正确后做TV二次并列试验;8、向调度申请合上35kV2号站用变跌落熔断器、号所用变进线断路器及分段断路器;9、小龙洞变站用负荷倒由35kV2号站用变供电;3、35kV1号主变压器冲击带电1、向调度申请合上1号主变压器35kV侧3016隔离开关;2、向调度申请将1号主变压器35kV侧301断路器由冷备用转为热备用;3、向调度申请合分1号主变35kV侧301断路器对1号主变压器进行5次冲击正常后转运行;第一次冲击间隔10分钟,其余间隔5分钟;4、35kV2号主变压器冲击带电1、向调度申请合上2号主变压器35kV侧3026隔离开关;2、向调度申请将2号主变压器35kV侧302断路器由冷备用转为热备用;3、向调度申请合分2号主变35kV侧302断路器对2号主变压器进行5次冲击正常后转运行;第一次冲击间隔10分钟,其余间隔5分钟;5、10kVⅠ、Ⅱ段母线及10kV分段012断路器间隔带电带1号站用变1、向调度申请将1主变10kV侧001断路器由冷备用转为热备用;2、向调度申请合分1号主变压器10kV侧001断路器,对10kVⅠ段母线进行3次充击带电;其中第一次不带母线TV,第二、三次冲击带母线TV;3、由浩鑫公司试验人员检查10kVⅠ段母线TV二次电压应正确;4、向调度申请将2主变10kV侧002断路器由冷备用转为热备用;5、向调度申请合分2号主变压器10kV侧002断路器,对10kVⅡ段母线进行3次充击带电;其中第一次不带母线TV,第二、三次冲击带母线TV;6、由浩鑫公司试验人员检查10kVⅡ段母线TV二次电压应正确;7、向调度申请将10kV分段012断路器由冷备用转为热备用;8、由浩鑫公司试验人员检查10kVⅠ、Ⅱ段母线TV,在10kV分段012断路器两侧进行一次核相;9、由浩鑫公司试验人员进行10kV进线备投试验1、分别由1主变001运行对10kVⅠ段母线供电,2主变002运行对10kVⅡ段母线供电,10kV分段012断路器处于热备用；2、第一次试验时断开301断路器1主变失电,备投自动断开001断路器、合上012断路器试验完成；3、恢复试验前运行方式；4、第二次试验时断开302断路器2主变失电,备投自动断开002断路器、合上012断路器试验完成;10、核相正确后,向调度申请合上10kV分段012断路器做TV二次并列试验;11、向调度申请断开分段断路器;12、向调度申请合上10kV1号站用变0611隔离开关及号所用变进线断路器;13、由浩鑫公司试验人员进行分段备投试验1、由10kV1号站用变对Ⅰ段供电,35kV2号站用变对Ⅱ段供电,分段断路器处于断开位置；2、第一次试验时分开10kV1号站用变进线断路器,备投自动合上分段断路器；3、恢复试验前运行方式；4、第二次试验时分开35kV2号站用变进线断路器,备投自动合上分段断路器试验完成、进线备投试验1、由10kV1号站用变对Ⅰ段、Ⅱ段供电；2、第一次试验时分开10kV1号站用变进线断路器,备投自动合上35kV2号站用变进线断路器；3、第二次试验时分开35kV2号站用变进线断路器,备投自动合上10kV1号站用变进线试验完成;14、小龙洞变站用负荷倒由10kV1号站用变对Ⅰ段供电, 35kV2号站用变对Ⅱ段供电;6、35kV桃小线363断路器间隔带电注：没接外线,只带电到线路避雷器,TV 在户外,具备带电条件1、向调度申请将35kV桃小线363断路器由冷备用转为热备用同时合上线路TV跌落熔断器;2、向调度申请合分35kV桃小线363断路器对该空间隔进行3次冲击,正常后带电运行;7、35kV森隆公司线361断路器间隔带电注：没接外线,只带电到线路避雷器1、向调度申请将35kV森隆公司线361断路器由冷备用转为热备用;2、向调度申请合分35kV森隆公司线361断路器对该空间隔进行3次冲击,正常后带电运行;8、35kV备用线364断路器间隔带电注：没接外线,只带电到穿墙套管1、向调度申请将35kV备用线364断路器由冷备用转为热备用;2、向调度申请合分35kV备用线364断路器对该空间隔进行3次冲击,正常后带电运行;9、35kV备用线365断路器间隔带电注：没接外线,只带电到穿墙套管1、向调度申请将35kV备用线365断路器由冷备用转为热备用;2、向调度申请合分35kV备用线365断路器对该空间隔进行3次冲击,正常后带电运行;10、10kV广丰煤矿线067断路器间隔送电1、向调度申请将10kV广丰煤矿线067断路器由冷备用转为热备用同时合上线路侧0676隔离开关;2、向调度申请合上10kV广丰煤矿线067断路器对该间隔送电,正常后检查母线TV电压正确,并进行核相及六角图测量,核相应正确;11、10kV宁边线066断路器间隔送电1、向调度申请将10kV宁边线066断路器由冷备用转为热备用同时合上线路侧0676隔离开关;2、向调度申请合上10kV宁边线066断路器对该间隔对该间隔送电,正常后检查母线TV电压正确,并进行核相及六角图测量,核相应正确;12、10kV中营线063断路器间隔带电注：没接外线,经高压电缆带电到出线铁塔线路侧隔离开关1、向调度申请将10kV中营线063断路器由冷备用转为热备用同时合上线路侧0636隔离开关;2、向调度申请合分10kV中营线063断路器对该空间隔进行3次冲击,正常后带电运行;13、10kV龙汛线063断路器间隔带电注：没接外线,经高压电缆带电到出线铁塔线路侧隔离开关1、向调度申请将10kV龙汛线065断路器由冷备用转为热备用同时合上线路侧0656隔离开关;2、向调度申请合分10kV龙汛线065断路器对该空间隔进行3次冲击,正常后带电运行;14、10kV小龙洞线062断路器间隔带电注：没接外线,经高压电缆带电到出线铁塔线路侧隔离开关1、向调度申请将10kV小龙洞线062断路器由冷备用转为热备用同时合上线路侧0676隔离开关;2、向调度申请合分10kV小龙洞线062断路器对该空间隔进行3次冲击,正常后带电运行;15、10kV小米地线064断路器间隔带电注：没接外线,经高压电缆带电到出线铁塔线路侧隔离开关1、向调度申请将10kV小米地线064断路器由冷备用转为热备用同时合上线路侧0676隔离开关;2、向调度申请合分10kV小米地线064断路器对该空间隔进行3次冲击,正常后带电运行;备注： 1、在监控机上检查各采样值并与测量值校对;2、所投运的一二次设备及保护运行正常;35kV小龙洞输变电工程所有一次、二次设备通过24小时试运后移交生产;。
76号：关于印发《中石化石油工程建设有限公司试压作业安全管理规定》的通知
关的工作。 2.3 试压作业完毕后现场处置 2.3.1 试压排泄口应远离居民区、高压线路、交通要道等，
泄压时在排泄口设置安全警示标志，并设专人监护。 2.3.2 试压作业完毕，确认管道内的压力降至零后，方可进
行临时流程的拆除。 2.3.3 试压介质的排放应符合安全及环保要求。 2.3.4 试压作业结束，应及时清理现场，由现场施工负责人
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所属业务类别 监督检查者 解释权归属 废止说明 制定目的
企业制度-执行类
制度 名称
中石化石油工程建设有限公司 试压作业安全管理规定
制度 编号
/
制度 中石化石工建安〔2013〕76 文号 号
制度 版本
/
主办 部门
QHSE 管理处
健康安全环境管理/安全 生产监督管理/直接作业 环节安全监督管理
会签 部门
2.1.4.6 试压设备、阀门类型、管线压力、排量等参数符合 试压规定要求，临时流程应固定牢固、可靠。
2.1.4.7 试压压力表在校验有效期内，其精度等级不得低于 1.5 级，量程应为试验压力的 1.5～2.5 倍。同一试压系统内，压 力表不得少于 2 块，应垂直安装在便于观察的位置。
2.1.4.8 参与试压的地下管道（除站内工艺管道外）在试压 前应全部埋地，裸露部位的首末端应设置警示标志及警示隔离带， 并设专人监护。
2.2.5 在试压作业过程中，应设专人监视压力变化情况，并 做好记录。
2.2.6 在检查受压容器、管道和设备时，严禁在试压本体上 敲击。
2.2.7 试压管线首未端不应设置在人口密集区。封头正面保 持安全距离（根据压力计算出安全距离），现场建立隔离区，设置 醒目的安全警示标志牌，并设专人监护。
2.2.8 在环境温度低于 5℃时，应做好防冻措施，试压完毕 后应及时将管内的试压介质吹扫干净，防止结冰冻裂管材。
XXX燃气公司门站投产试运行方案
XXX燃⽓公司门站投产试运⾏⽅案XXX燃⽓有限公司XXX门站试运投产⽅案XXX燃⽓有限公司⼆〇⼀四年三⽉XXX燃⽓有限公司XXX门站试运投产⽅案编制：审核：批准：XXX燃⽓有限公司⼆〇⼀四年三⽉⼀、编制说明编制⽬的为安全、平稳、有序地实施XXX燃⽓有限公司试运投产，对试运投产过程中的组织机构、⼈员安排、物资准备、实施步骤、HSE管理及应急预案等进⾏科学、合理、细致的计划，确保各个环节安全平稳有序地进⾏，特编写本⽅案。
本⽅案阐述了XXX门站的调压、⼲燥、加臭、仪表、⾃动化、消防、等系统调试运⾏、天然⽓置换过程的⼯作内容和操作步骤，制定了详细的HSE管理措施和投产应急预案。
编制依据《XXX燃⽓有限公司试运投产管理办法》《XXX市天然⽓利⽤⼯程初步设计》SY6186-2007 《⽯油天然⽓管道安全规程》GB50540-2009 《⽯油天然⽓站内⼯艺管道⼯程施⼯规范》GB50183-1993《原油和天然⽓⼯程设计防⽕规范》GB50251-2003《输⽓管道⼯程设计规范》GB50235-97《⼯业⾦属管道⼯程施⼯及验收规范》GB50028-2006《城镇燃⽓设计规范》SY/T5922-2003《天然⽓管道运⾏规范》AQ2012-2007《⽯油天然⽓安全规程》CJJ33-2005《城镇燃⽓输配⼯程施⼯及验收规范》《城镇燃⽓设施运⾏、维护和抢修安全技术规程》CJJ94-2009《城镇燃⽓室内⼯程施⼯与质量验收规范》QSY1478-2012《城镇燃⽓输配⼯程投产试运⾏⽅案编制规范》⼆、⼯程概况⼯程概况近期⽓源接⾃XXX“输⽓管线—XXX⽀线⼯程”XXX分输站，XXX 分输站向本⼯程供⽓的接⼝管径为DN300，⾃XXX分输站围墙外2m 处接⽓，设计压⼒为，运⾏压⼒为，正常出站温度是22℃，最低℃，最⾼℃。
远期⽓源来⾃XXX天然⽓管⽹XXX，省管⽹天然⽓接⾃”输⽓管线”XXX末站，供⽓点设计压⼒为。
XXX门站近期供⽓对象为XXX 市XXX⼯业⽤户，线路全长约14km，设计输量×104Nm3/h，设计压⼒，管径φ。
XXX燃气公司门站投产试运行方案
XXX燃气有限公司XXX门站试运投产方案XXX燃气有限公司二0—四年三月XXX燃气有限公司XXX门站试运投产方案编制：____________审核：_______________批准：_______________XXX燃气有限公司二0—四年三月、编制说明1.1编制目的为安全、平稳、有序地实施XXX燃气有限公司试运投产，对试运投产过程中的组织机构、人员安排、物资准备、实施步骤、HSE 管理及应急预案等进行科学、合理、细致的计划，确保各个环节安全平稳有序地进行，特编写本方案。
本方案阐述了XXX门站的调压、干燥、加臭、仪表、自动化、消防、等系统调试运行、天然气置换过程的工作内容和操作步骤，制定了详细的HSE 管理措施和投产应急预案。
1.2编制依据1.2.1《XXX燃气有限公司试运投产管理办法》122《XXX市天然气利用工程初步设计》1.2.3 SY6186-2007《石油天然气管道安全规程》1.2.4 GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》1.2.5 GB50183-1993《原油和天然气工程设计防火规范》1.2.6 GB50251-2003《输气管道工程设计规范》1.2.8 GB50235-97《工业金属管道工程施工及验收规范》1.2.9 GB50028-2006《城镇燃气设计规范》1.2.11 SY/T5922-2003《天然气管道运行规范》1.2.12 AQ2012-2007《石油天然气安全规程》1.2.13 CJJ33-2005《城镇燃气输配工程施工及验收规范》1.2.14CJJ51-2006《城镇燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程》1.2.15 CJJ94-2009《城镇燃气室内工程施工与质量验收规范》1216 QSY1478-2012《城镇燃气输配工程投产试运行方案编制规范》二、工程概况2.1工程概况近期气源接自XXX “输气管线一XXX支线工程” XXX分输站，XXX分输站向本工程供气的接口管径为DN300,自XXX分输站围墙外2m处接气，设计压力为4.0MPa,运行压力为3.6MPa,正常出站温度是22C，最低179C，最高299C。